CN114635679A - 多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法 - Google Patents
多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114635679A CN114635679A CN202011479239.3A CN202011479239A CN114635679A CN 114635679 A CN114635679 A CN 114635679A CN 202011479239 A CN202011479239 A CN 202011479239A CN 114635679 A CN114635679 A CN 114635679A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil reservoir
- bottom water
- heavy oil
- igneous rock
- injecting
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title claims abstract description 24
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 52
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 27
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 13
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 13
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 5
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 4
- -1 alkylbenzene sulfonate Chemical class 0.000 claims description 3
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 3
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 claims description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 16
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 9
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 7
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000002207 metabolite Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000012407 engineering method Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007269 microbial metabolism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
Abstract
本发明提供一种多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，包括：步骤1，进行前置氮气泡沫调剖；步骤2，向井筒中注入洗井液；步骤3，向井筒注入高效激活剂段塞；步骤4，高效激活剂段塞完注后注入微生物段塞；步骤5，先注入CO2，最后注入顶替液；步骤6，顶替液完注后关井反应15天，反应结束后开井生产。该多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法利用氮气泡沫、微生物及CO2多元耦合，压制底水、改善不同尺度裂缝渗流差异性，促使微小裂缝中原油与微生物充分接触、提高波及范围，同时降解及乳化原油，大幅降低原油粘度、提高原油渗流能力，补充地层能量，从而显著提高单井产量和采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油田勘探开发技术领域，特别是涉及到一种多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法。
背景技术
在准噶尔盆地西缘火成岩裂缝性油藏地质储量超亿吨，资源量十分丰富，但这类油藏因具有“天然能量低”、“裂缝性储层非均质性极强”、“油稠”和“底水活跃”的特征，成为了成了世界性开发难题，也造成此类油藏难以有效动用，开发技术急待攻关。
目前火成岩裂缝性油藏开发技术主要有压裂、注CO2吞吐、注水、蒸汽吞吐、微生物调剖驱油及衰竭开采等开发技术。其中压裂开发受裂缝发育规模小、展布规律不清等因素影响，压裂后效果差，同时压裂成本极高，难以满足开发需求；另外像采用注CO2吞吐或注水、氮气驱开发，虽然可以补充地层能量，但无法解决原油粘度高、流动性差的问题，极易造成水窜或氮气窜，开发效果较差；采用氮气或CO2辅助蒸汽吞吐开发，虽然可以起到一定降粘效果，但仍存在注入压力高、有效加热半径小的问题，同时由于此类油藏基质不含油，裂缝渗流差异大，极易造成蒸汽沿高渗透缝窜流而沟通底水，造成蒸气热损失大，吞吐开发效果差；微生物调剖驱油技术主要针对原油粘度较低、渗流性较好的稀油油藏，通过生物聚合物在高渗透层聚集，起到了封堵高渗层动用中低深层的作用，改善了注水驱油的效果，但对火成岩裂缝性稠油油藏不具备适用性，因为该种方法无法降低原油粘度，同时裂缝发育复杂、井间连通关系认识不清，不具备调驱条件；目前在准噶尔盆地西部90％以上裂缝性底水稠油油藏采用衰竭开采的开发方式，存在单井产量低、递减快、含水上升快、采收率低的问题。
在申请号：CN201510280351.7的中国专利申请中，涉及到一种水平压裂裂缝导流作用下的油藏数值模拟方法及装置，油藏数值模拟方法包括：获取井和油藏的动静态数据，确定裂缝参数；根据流体特征及裂缝参数中的导流能力建立水平裂缝内的流体流动方程；根据井筒管流特征建立井筒流动方程；根据井眼轨迹、完井位置、所述流体流动方程、井筒流动方程及裂缝参数建立扩展井模型；根据油藏的静态参数建立地质模型，并根据原始地层压力分布或者压力与深度的关系，以及岩石、流体属性对所述地质模型进行初始化；将所述扩展井模型及初始化后的所述地质模型耦合并求解耦合结果。
在申请号：CN201410203098.0的中国专利申请中，涉及到一种油水井交替耦合注采提高封闭小断块油藏采收率的方法，该油水井交替耦合注采提高封闭小断块油藏采收率的方法包括：步骤1，选定实施交替耦合注采的复杂断块油藏；步骤2，对油藏的开发状况进行分析，确定可以实施交替耦合注采的油水井；以及步骤3，确定实施交替耦合注采的技术政策。
在申请号：CN201810273382.3的中国专利申请中，涉及到一种提高采收率的CO2注入方法及系统。该方法可以包括：针对研究工区，通过数值模拟和油藏工程方法，获得优化水气交替注采参数；通过数值模拟方法与室内物理模拟方法，获得优化脉冲注水注入参数与优化脉冲注气注入参数；根据优化水气交替注采参数、优化脉冲注水注入参数与优化脉冲注气注入参数，获得优化注入脉冲信息。
以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题。因此，对于此类油藏，急需探索一种开发方式，能够有效降低原油粘度、增加原油在地层中的渗流能力；补充地层能量，延长稳产时间；抑制底水锥进，克服不同裂缝间渗流差异，提高均匀动用，从而提高储量动用程度和采收率。为此我们发明了一种新的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率的方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够有效降低原油粘度、增加原油在地层中的渗流能力；补充地层能量，延长稳产时间；抑制底水锥进，克服不同裂缝间渗流差异，提高均匀动用，从而提高储量动用程度和采收率的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，该多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法包括：
步骤1，进行前置氮气泡沫调剖；
步骤2，向井筒中注入洗井液；
步骤3，向井筒注入高效激活剂段塞；
步骤4，高效激活剂段塞完注后注入微生物段塞；
步骤5，先注入CO2，最后注入顶替液；
步骤6，顶替液完注后关井反应15天，反应结束后开井生产。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，火成岩裂缝性稠油油藏发育底水，前置氮气泡沫剂调剖，选用稳定性好、耐高温的烷基苯磺酸盐作为起泡剂。
在步骤1中，泡沫剂质量分数为0.5％，地面搅拌起泡后与氮气伴注，注入速度为400-600Nm3/h。
在步骤2中，注入洗井液，洗井液选用本地油田采出水，比例6-7％，注入排量保持在20-50m3/h。
在步骤3中，注入高效激活剂，高效激活剂为油藏地层水成分及内源微生物所需营养物质进行筛选的营养液体系，为含碳源、氮源和磷源的配方，比例50％，常规激活剂用量0.05t/m3，注入排量保持在20-50m3/h。
在步骤3中，含碳源采用糖蜜，氮源采用硝酸钾，磷源采用磷酸氢二钾。
在步骤4中，注入微生物段塞比例为15-17％，微生物菌液浓度0.3t/m3，注入排量保持在20-50m3/h。
在步骤5中，CO2用量比例为25％。
在步骤5中，顶替液比例7-8％，注入排量保持在20-50m3/h。
在步骤6中，关井时间为15天，以保证微生物有充足时间进行繁殖，并与原油发生反应，以提高乳化和降解原油粘度的效果。
本发明中的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，涉及到一种利用氮气泡沫、微生物与CO2多元耦合提高火成岩裂缝油藏采收率的方法，该方法利用氮气泡沫、微生物及CO2多元耦合，压制底水、改善不同尺度裂缝渗流差异性，促使微小裂缝中原油与微生物充分接触、提高波及范围，同时降解及乳化原油，大幅降低原油粘度、提高原油渗流能力，补充地层能量，从而显著提高单井产量和采收率。
附图说明
图1为本发明的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
如图1所示，图1为本发明的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法的流程图。
在步骤101，前置氮气泡沫剂调剖，选用稳定性好、耐高温的烷基苯磺酸盐作为起泡剂，泡沫剂质量分数为0.5％，地面搅拌起泡后与氮气伴注，注入速度为400-600Nm3/h。流程进入步骤102。
在步骤102，注入洗井液，洗井液选用本地油田采出水，比例6-7％，注入排量保持在20-50m3/h。流程进入到步骤103；
在步骤103，注入高效激活剂，高效激活剂为油藏地层水成分及内源微生物所需营养物质进行筛选的营养液体系，主要为含碳源(糖蜜)、氮源(硝酸钾)和磷源(磷酸氢二钾)的配方，比例50％，常规激活剂用量0.05t/m3，注入排量保持在20-50m3/h；。流程进入到步骤104；
在步骤104，注入微生物段塞比例为15-17％，微生物菌液浓度0.3t/m3，注入排量保持在20-50m3/h。流程进入到步骤105；
在步骤105，注入CO2，用量比例为25％。流程进入到步骤105；
在步骤106，注入顶替液，比例为7-8％，注入排量保持在20-50m3/h。
流程进入到步骤107；
在步骤107，关井时间为15天，以保证微生物有充足时间繁殖,并与原油发生反应，以提高乳化和降解原油粘度的效果。
本发明中的火成岩裂缝性底水稠油油藏提高采收率的方法，可以在油藏开发初期，为发育底水的裂缝性稠油油藏原油降粘提供一种经济有效新方法。此方法适用于火成岩裂缝性发育底水的稠油油藏。本发明先通过氮气泡沫调剖，改善不同裂缝之间的渗流差异性，使微生物能够均匀在裂缝中充注，提高与原油接触面积，避免微生物了沿高渗裂缝窜流情况；其次，利用微生物与CO2耦合效应，CO2为微生物代谢提供碳源、生成甲烷，同时补充了地层能量，而微生物降解原油使大分子变成小分子，同时产生表面活性物质乳化原油，其代谢产物可以使原油分子脱稳、产生气体，达到降粘目的，二者结合大幅降低原油粘度，提高了原油在地层中的渗流能力，从而进一步提高单井产量，改善开发效果。
采用本发明，可以使原油粘度降低40-50％，提高单井日产量2-3倍，并能够明显减缓产量递减率，大幅提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率，具有巨大的经济效益。
在应用本发明的一具体实施例1中，包括以下步骤：
a、前置泡沫剂溶液300m3，起泡剂浓度0.5％，注入速度28m3/h，以600m3/h的速度注入氮气20000方；
b、以30m3/h的速度注入洗井液40m3，返排液进生产流程，关闭生产流程
c、以28m3/h速度反注高效激活剂稀释液300m3，常规激活剂用量0.05t/m3；
d、以27m3/h速度反注微生物菌液稀释液100m3，微生物菌液浓度0.3t/m3；
e、以16m3/h速度反注CO2150t；
f、最后以31m3/h的速度本地污水顶替50m3，将微生物菌液及激活剂体系顶替入地层至设定位置。
g、微生物注入完成后，关井15天后开井生产。
通过向油层依次注入氮气泡沫、洗井液、微生物高效激活剂、微生物段塞、CO2、顶替液，本发明实施前和实施后，其效果如表1所示，从表1中可以看出，措施后，单井日油增加7t，粘度下降38％。
表1排675井措施效果统计表
在应用本发明的一具体实施例2中，包括以下步骤：
a、前置泡沫剂溶液200m3，起泡剂浓度0.5％，注入速度27m3/h，以600m3/h的速度注入氮气15000方；
b、以27m3/h的速度注入洗井液40m3，返排液进生产流程，关闭生产流程
c、以29m3/h速度反注高效激活剂稀释液450m3，常规激活剂用量0.05t/m3；
d、以26m3/h速度反注微生物菌液稀释液150m3，微生物菌液浓度0.3t/m3；
e、以17m3/h速度反注CO2200t；
f、最后以30m3/h的速度本地污水顶替50m3，将微生物菌液及激活剂体系顶替入地层至设定位置。
g、微生物注入完成后，关井15天后开井生产。
通过向油层依次注入氮气泡沫、洗井液、微生物高效激活剂、微生物段塞、CO2、顶替液，本发明实施前和实施后，其效果如表2所示，从表2中可以看出，措施后，单井日油增加6.3t，粘度下降50％。
表2排66-平7井措施效果统计表
在应用本发明的一具体实施例3中，包括以下步骤：
a、前置泡沫剂溶液300m3，起泡剂浓度0.5％，注入速度29m3/h，以600m3/h的速度注入氮气20000方；
b、以28m3/h的速度注入洗井液40m3，返排液进生产流程，关闭生产流程
c、以29m3/h速度反注高效激活剂稀释液300m3，常规激活剂用量0.05t/m3；
d、以30m3/h速度反注微生物菌液稀释液100m3，微生物菌液浓度0.3t/m3；
e、以16m3/h速度反注CO2150t；
f、最后以26m3/h的速度本地污水顶替50m3，将微生物菌液及激活剂体系顶替入地层至设定位置。
g、微生物注入完成后，关井15天后开井生产。
通过向油层依次注入氮气泡沫、洗井液、微生物高效激活剂、微生物段塞、CO2、顶替液，本发明实施前和实施后，措施后，单井日油增加5.5t，粘度下降46％。
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。
Claims (10)
1.多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，该多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法包括：
步骤1，进行前置氮气泡沫调剖；
步骤2，向井筒中注入洗井液；
步骤3，向井筒注入高效激活剂段塞；
步骤4，高效激活剂段塞完注后注入微生物段塞；
步骤5，先注入CO2，最后注入顶替液；
步骤6，顶替液完注后关井反应15天，反应结束后开井生产。
2.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤1中，火成岩裂缝性稠油油藏发育底水，前置氮气泡沫剂调剖，选用稳定性好、耐高温的烷基苯磺酸盐作为起泡剂。
3.根据权利要求2所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤1中，泡沫剂质量分数为0.5％，地面搅拌起泡后与氮气伴注，注入速度为400-600Nm3/h。
4.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤2中，注入洗井液，洗井液选用本地油田采出水，比例6-7％，注入排量保持在20-50m3/h。
5.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤3中，注入高效激活剂，高效激活剂为油藏地层水成分及内源微生物所需营养物质进行筛选的营养液体系，为含碳源、氮源和磷源的配方，比例50％，常规激活剂用量0.05t/m3，注入排量保持在20-50m3/h。
6.根据权利要求5所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤3中，含碳源采用糖蜜，氮源采用硝酸钾，磷源采用磷酸氢二钾。
7.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤4中，注入微生物段塞比例为15-17％，微生物菌液浓度0.3t/m3，注入排量保持在20-50m3/h。
8.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤5中，CO2用量比例为25％。
9.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤5中，顶替液比例7-8％，注入排量保持在20-50m3/h。
10.根据权利要求1所述的多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法，其特征在于，在步骤6中，关井时间为15天，以保证微生物有充足时间进行繁殖，并与原油发生反应，以提高乳化和降解原油粘度的效果。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011479239.3A CN114635679B (zh) | 2020-12-15 | 2020-12-15 | 多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011479239.3A CN114635679B (zh) | 2020-12-15 | 2020-12-15 | 多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114635679A true CN114635679A (zh) | 2022-06-17 |
| CN114635679B CN114635679B (zh) | 2024-04-09 |
Family
ID=81944705
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011479239.3A Active CN114635679B (zh) | 2020-12-15 | 2020-12-15 | 多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114635679B (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4905761A (en) * | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
| CN105756637A (zh) * | 2014-12-19 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用煤层内源微生物提高煤层气采收率的方法 |
| CN110791272A (zh) * | 2018-08-02 | 2020-02-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温耐盐微生物发酵液泡沫体系及其制备方法 |
-
2020
- 2020-12-15 CN CN202011479239.3A patent/CN114635679B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4905761A (en) * | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
| CN105756637A (zh) * | 2014-12-19 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用煤层内源微生物提高煤层气采收率的方法 |
| CN110791272A (zh) * | 2018-08-02 | 2020-02-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温耐盐微生物发酵液泡沫体系及其制备方法 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 李艳芳;敬加强;李丹;李庆军;李君芳;: "改善稠油流动性的方法及应用", 管道技术与设备, no. 03, 15 May 2009 (2009-05-15) * |
| 杜勇;段志刚;: "深层稠油油藏微生物吞吐技术研究与应用", 油田化学, no. 03, 19 October 2018 (2018-10-19) * |
| 杨朝光;谢立新;马连军;强惠利;: "氮气辅助稠油微生物冷采技术研究与应用", 油田化学, no. 01, 25 March 2013 (2013-03-25) * |
| 王成俊;洪玲;高瑞民;王伟;张忠林;段景杰;苗小龙;: "低渗透油藏提高采收率技术现状与挑战", 非常规油气, no. 03, 20 June 2018 (2018-06-20) * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114635679B (zh) | 2024-04-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110608024B (zh) | 一种深层页岩气提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| Aladasani et al. | Recent developments and updated screening criteria of enhanced oil recovery techniques | |
| US8868392B2 (en) | Method and system for predicting the effect of microbes injected into an oil-bearing reservoir | |
| Liu et al. | Application and development of chemical-based conformance control treatments in china oil fields | |
| Reppert et al. | Second Ripley surfactant flood pilot test | |
| Sawatzky et al. | Tracking cold production footprints | |
| Clemens et al. | Polymer solution injection–near wellbore dynamics and displacement efficiency, pilot test results, Matzen Field, Austria | |
| CN104234675A (zh) | 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法 | |
| Karaoguz et al. | Improved sweep in Bati Raman heavy-oil CO2 flood: Bullhead flowing gel treatments plug natural fractures | |
| Tanner et al. | Microbially enhanced oil recovery from carbonate reservoirs | |
| Shankar et al. | Mangala polymer flood performance: connecting the dots through in-situ polymer sampling | |
| Shandrygin et al. | Current status of enhanced recovery techniques in the fields of Russia | |
| Hinderaker et al. | RUTH-a comprehensive Norwegian R & D program on IOR | |
| Al-Obaidi | High oil recovery using traditional water-flooding under compliance of the planned development mode | |
| Jin* et al. | Field Pilots of Unconventional Shale EOR in the Permian Basin | |
| Jiang et al. | Effects of water flooding speed on oil recovery efficiency and residual oil distribution in heterogeneous reservoirs | |
| Jenneman et al. | Application of a microbial selective-plugging process at the North Burbank Unit: prepilot tests | |
| CN114635679A (zh) | 多元耦合提高火成岩裂缝性底水稠油油藏采收率方法 | |
| Ferrell et al. | Analysis of the low-tension pilot at Big Muddy field, Wyoming | |
| Holm | Design, Performance, and Evaluation of the Uniflood Micellar-Polymer Process—Bell Creek Field | |
| Felber | Selected US department of energy’s EOR technology applications | |
| Dahl et al. | Current water-control treatment designs | |
| Tran et al. | Performance evaluation of synthetic and natural polymers in nitrogen foam-based fracturing fluids in the Cooper Basin, South Australia | |
| Gutiérrez et al. | Lessons Learned from the Implementation of Two Thermally Active Polymer Campaigns as an In-Depth Conformance Technology: Yariguí Field, Colombia |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |